На Дальнем Востоке сохраняется проблема убыточности ТЭС в связи с регулируемыми тарифами на электроэнергию на фоне продажи угля по свободным ценам. В феврале глава управляющего дальневосточной генерацией ПАО «РусГидро» В.Хмарин обратился к президенту РФ В.Путину с просьбой выделить из федерального бюджета 93 млрд рублей для восстановления финансовой стабильности «Дальневосточной генерирующей компании» (ДГК), которая управляет крупными ТЭС на Дальнем Востоке. За счет этих средств предполагается погасить накопленный финансовый долг компании, который возник из-за разницы между расходами на уголь и тарифной выручкой от продажи энергии. Совет директоров «РусГидро» принял решение выдать ДГК крупный заем на 93 млрд рублей в целях недопущения банкротства компании.

В «РусГидро» отмечают, что средний тариф в энергосистеме Востока составляет 5 рублей за 1 кВт/ч, что на 27% ниже показателя в европейской части РФ и в Сибири (6,9 рублей). Установленные тарифы для Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, входит в «РусГидро») включают в том числе обоснованные расходы на топливо и ремонт. Но и при таких тарифах ДГК в 2023 г. не сможет выйти на безубыточную работу.

После обращения В.Путин направил запрос премьер-министру М.Мишустину, вице-премьеру А.Новаку и главе Минфина А.Силуанову, поручив предложить решение проблемы. Так, в качестве решения власти хотят рассмотреть механизм регулирования поставок угля на экспорт, аналогичный используемому на рынке удобрений. С 2022 г. Минсельхоз определяет объем поставок удобрений на внутренний рынок для каждой компании. В случае повышения цен могут быть введены экспортные пошлины^[1]. Но в случае с углем эксперты отрасли отмечали, что регулированию можно подвергать поставки только для низкосортных марок, которые используются на дальневосточных ТЭС, а не для дорогих экспортных, которые в любом случае не поставляются на объекты электроэнергетики.

На этом фоне в правительстве все же отказались от жестких мер регулирования, заключающихся в ограничении экспортных поставок угля на восток, приняв решение о разработке адресных мер поддержки для конкретных электростанций. Минэнерго совместно с «РусГидро» и РСПП определят потенциальных поставщиков для конкретных ТЭС с учетом марок угля (на 2023-25 гг.) и сформируют индикативный баланс потребления, на основе которого будет проведена оптимизация расходов, в том числе за счет заключения долгосрочных контрактов на закупку и доставку угля. ФАС совместно с Минэнерго и РСПП предстоит установить индикативные ценовые коридоры на уголь для «РусГидро» на 2023-25 гг., а угледобывающие компании закрепят в торговых политиках публичные положения о приоритетном обеспечении потребностей внутреннего рынка.

Также ФАС предлагает субсидировать поставки угля и мазута для ТЭС Дальнего Востока с использованием механизма, аналогичного применяемому для стимулирования перевозок нефтепродуктов. Субсидирование может быть организовано с помощью распространения на мазут и уголь действия норм постановления правительства №2508^[2] или с помощью принятия для угля и мазута постановления, аналогичного действующему постановлению №406^[3]. «РЖД» будут предоставлять скидку на перевозку юридическим лицам, везущим топливо в регионы, а выпадающие доходы госмонополии компенсируют из федерального бюджета. Напомним, что, когда перевозки становятся субсидируемыми, они получают приоритет при перевозке по Восточному полигону, переходя из пятой в четвертую очередь.

Отметим, что общая установленная мощность объектов ДГК составляет порядка 4 ГВт. В 2021 г. объем потребления компании составил 8,94 млн тонн угля на сумму 25,99 млрд рублей и 3,5 млрд куб. м газа на сумму 21,24 млрд рублей.

«РусГидро» оценивает, что средневзвешенная цена угля, законтрактованного на 2022-23 гг., в два раза выше цены топлива, учтенной в тарифах. Таким образом, доля расходов на топливо в тарифной выручке ТЭС составляет до 60%. В «РусГидро» указывают на то, что тарифная выручка не покрывает операционные и инвестиционные расходы. Убыток ДГК в минувшем году увеличился до 36,6 млрд рублей (в 2017 г. он составлял только 4,7 млрд рублей).

В «РусГидро» дефицит и резкий рост стоимости угля на внутреннем рынке связывают со стремлением угольных компаний экспортировать продукцию. Именно экспортный уголь обладает относительным приоритетом на Восточном полигоне «РЖД»^[4], в то время как уголь для нужд ЖКХ и энергетики пропускается в пятую очередь. Кроме того, перевозки топлива для дальневосточных ТЭС отличаются сложной логистикой. Так, на Нерюнгринскую ТЭС в Якутии уголь поставляется из Казахстана, хотя поставки с якутских месторождений были бы дешевле, а уголь для Приморского филиала ДГК везут из Кузбасса, тогда как Бурятия является более доступной альтернативой. В прошлом году на рост цены на перевозки угля на дальние расстояния повлияла также отмена льготного коэффициента 0,4 к тарифу.

Поставщики низкосортных углей могут быть заинтересованы в заключении твердых контрактов с энергетическими компаниями, с фиксированным уровнем маржинальности (на уровне 20%). При этом первый вице-премьер А.Белоусов в феврале поручил Минэнерго и «РусГидро» заняться разработкой и реализацией трехлетнего плана модернизации ТЭС и повышения эффективности их работы. В «РусГидро» неоднократно заявляли, что замене оборудования на дальневосточных ТЭС препятствуют заниженные тарифы.

Следует отметить, что на Дальнем Востоке в начале года был отмечен существенный рост оптовых цен^[5] на электроэнергию для коммерческих потребителей – в январе средняя одноставочная цена (стоимость электроэнергии и мощности) увеличилась по отношению к декабрю 2022 г. на 49%, составив 2,84 рубля за 1 кВт/ч. Стоимость превысила среднюю одноставочную цену в январе в европейской части страны, на Урале (2,74 рубля) и в Сибири (2,43 рубля).

Наиболее значительный рост цен был зафиксирован в Якутии – на 50,4%, до 2,9 рублей. Далее следуют Амурская область (рост на 49,7%, до 2,88 рублей) и Еврейская АО (рост на 50,1%, до 2,78 рублей). В Приморском крае цена составила 2,81 рублей (рост на 47,6%), а в Хабаровском крае – 2,84 рублей (рост на 48,8%). В наибольшей степени ростом цен обеспокоены представители малого и среднего бизнеса в регионах.

На этом фоне в макрорегионе планируется строительство новых энергообъектов, а также модернизация некоторых действующих. «РусГидро» продолжает модернизацию шести объектов дальневосточной электроэнергетики. Хабаровская ТЭЦ-4 на природном газе проектной мощностью 320,8 МВт должна заменить изношенную Хабаровскую ТЭЦ-1 (начало поставок мощности намечено на 2027 г.), газовая Артёмовская ТЭЦ-2 – Артёмовскую ТЭЦ (завершение строительство намечено на 2025 г.), вторая очередь Якутской ГРЭС-2 – отработавшую ресурс Якутскую ГРЭС (ввод второй очереди запланирован на 2025 г.). Планируется строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) и Партизанской ГРЭС (280 МВт)^[6]. В конце прошлого года была полностью переведена на природный газ Владивостокская ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт.

При этом для Хабаровской ТЭЦ-4 потребовалось решение вопроса о замене импортного оборудования. Газовые турбины для нее планируется изготовить на предприятии «Силовых машин» в Санкт-Петербурге. ДГК изначально намеревалась ввести станцию в конце 2025 г., затем сообщалось о переносе сроков на 2027 г.

Тем временем во Владивостоке (на острове Русский) «РусГидро» открыло осенью прошлого года научно-исследовательский центр (НИЦ). В НИЦ в партнерстве с московским МФТИ им. Баумана создана лаборатория интеграции возобновляемых источников энергии и систем накопления энергии – в ее рамках проводится работа по повышению эффективности автоматизированных гибридных энергокомплексов (АГЭК) для отдаленных и труднодоступных районов и сокращению сроков их ввода в эксплуатацию. Также в НИЦ предполагается разработать механизмы решения существующей в ДФО проблемы с технологическим присоединением крупных объектов жилищного строительства – с помощью оптимизации и обеспечения технологического присоединения потребителей без масштабного электросетевого строительства.

Следует отметить, что «РусГидро» вскоре может утратить контроль над электросетевыми активами Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК) в связи с разрабатываемым ФАС совместно с Минэкономразвития и Минэнерго планом разделения холдинга. Учитывая, что к лету 2025 г. Дальний Восток должен перейти на свободный рынок электроэнергии, «РусГидро» уже не сможет совмещать конкурентные (генерация и сбыт) и монопольные (сети) виды деятельности.

ДРСК перешла «РусГидро» в 2011 г. в составе «РАО ЭС Востока». Компании принадлежат распределительные электросети протяженностью 59 тыс. км в Амурской области, Приморском и Хабаровском краях, Еврейской АО, на юге Якутии. Выручка ДРСК по РСБУ в 2022 г. составила 36,8 млрд рублей, чистая прибыль – 258,73 млн рублей. Чистые активы на конец 2022 г. оцениваются в 25 млрд рублей. По предварительным данным, рыночная цена компании может составить 6,3 млрд рублей^[7]. «Россети» прежде проявляли интерес к электрическим сетям на Дальнем Востоке, с учетом того, что им принадлежат «Магистральные электрические сети Востока» – МЭС Востока^[8].

«МЭС Востока» (филиал ПАО «Россети») также в феврале завершили монтаж комплектного распределительного устройства (КРУЭ) 110 кВ на узловой подстанции 220 кВ «Уссурийск» в Приморье. Проведенные работы направлены на усиление схемы электроснабжения Уссурийского городского округа (население которого составляет более 200 тыс. человек) и объектов Дальневосточной железной дороги (ДВЖД). Подстанция задействована в выдаче мощности Приморской ГРЭС и электроснабжении ТОР «Михайловский». Общая стоимость проведенных работ оценивается в 2 млрд рублей. В 2022 г. на станции были запущены новые силовые трансформаторы, благодаря им мощность центра питания увеличилась до 501 МВА.

Тем временем дефицит инвестиционной программы «Россетей» на мероприятия по электрификации в рамках второго этапа развития Восточного полигона «РЖД» был оценен в 198,8 млрд рублей, а источники покрытия дефицита средств не уточнялись. В конце прошлого года в Минэнерго в числе возможных источников покрытия дефицита называли дополнительное финансирование из федерального бюджета, займы ФНБ, продажу принадлежащих «Россетям» 20% акций «Интер РАО» и отказ от выплаты дивидендов за 2022 г.

Второй этап предполагает введение в эксплуатацию семи электросетевых объектов. Из них ряд объектов планируется поставить под напряжение до конца текущего года – речь идет о двух линиях на 220 кВ «Зилово – Холбон – Могоча» (Забайкальский край) и «Комсомольская – Старт» (Хабаровский край), линии на 500 кВ «Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут» (Иркутская область).

Между тем в феврале Главгосэкспертиза одобрила проект реконструкции Приморской ГРЭС в Лучегорске (наиболее крупная тепловая электростанция Приморского края, «Сибирская генерирующая компания») стоимостью 28 млрд рублей. Мощность ГРЭС составляет 1,5 ГВт. В том числе станция работает на энергоснабжение Восточного полигона.

В свою очередь «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) рассчитывает построить парогазовую ТЭС мощностью 330 МВт в Якутии (Нерюнгринский район, вблизи поселка Чульман). К станции планируется протянуть газопровод (8 км) от магистрального газопровода «Сила Сибири». Годовое потребление газа на ТЭС оценивается в 0,5 млрд куб. м. Первая очередь ТЭС из двух газотурбинных установок (ГТУ) должна быть запущена осенью 2026 г., а к осени 2027 г. планируется надстроить паровую турбину. ГЭХ намерен приобрести китайские газовые турбины AGT-110^[9] у производителя – AECC Gas Turbine. Проект строительства ТЭС «Газпрома» в конце апреля был включен в федеральный проект «Гарантированное обеспечение доступной электроэнергией» Комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 г.

Ожидается, что запуск ТЭС в Чульмане позволит сократить энергодефицит в энергосистеме Востока^[10] и создаст дополнительные мощности для энергоснабжения БАМа и Транссиба. Кроме того, с помощью ТЭС планируется увеличить экспорт электроэнергии в КНР (дополнительно порядка 1,2 млрд кВт/ч^[11]).

Пока не определен объем капитальных расходов на строительство станции, но согласно предварительным расчетам, он может составить 23 млрд рублей. Опасения связаны с тем, что у турбины китайского производителя на сегодняшний день отсутствует значимая история коммерческой эксплуатации (первый образец тестировался на ТЭС компании CNOOC в Шэньчжэне в 2021-22 гг.). Также эксперты отрасли полагают, что разделение по времени запуска в эксплуатацию газотурбинной и паросиловой частей станции может продлить сроки ввода энергоблока в эксплуатацию и увеличить суммарные затраты.

Проблема энергодефицита также наблюдается на юге Иркутской области – в Иркутско-Черемховской промзоне. О дефиците энергомощностей в регионе, в частности, заявлял «Росатом», намеренный реализовать проект экотехнопарка «Восток» на площадке бывшего завода «Усольехимпром». Резкий рост энергопотребления в Иркутской области связан с распространением майнинга в домохозяйствах на фоне наиболее низкого в стране тарифа на электроэнергию для населения. В 2022 г. общее потребление электроэнергии населением региона превысило 10 млрд кВт/ч (в 2017 г. – только 6,6 млрд кВт/ч). В минувшем году из-за находящегося на предельном уровне энергопотребления исчерпала свою пропускную способность линия электропередачи 500 кВ «Братск – Иркутск».

В феврале текущего года, после того как растущий спрос на электроэнергию на данной территории отметил заместитель министра энергетики РФ П.Сниккарс, Минэнерго предложило провести конкурс на строительство новой электрогенерации в Сибири. До июля текущего года планируется уточнить необходимый объем мощностей и границы территории, на которой может быть построен новый объект генерации.

Что касается других крупных энергообъектов, направленных на энергоснабжение значимых промышленных проектов, то в марте правительство Чукотского АО и ООО «Баимская Энерджи» (дочерняя структура британско-казахстанской компании KAZ Minerals) заключили концессионное соглашение по вопросам энергообеспечения Баимского горно-обогатительного комбината (Билибинский район) на срок в 45 лет. В рамках концессии планируется реализация комплексного проекта по созданию энергетической инфраструктуры, необходимой для освоения месторождений Баимской рудной зоны.

Проект предполагает строительство двух одноцепных воздушных линий электропередачи 330 кВ «ПС Порт – ПП Билибино №1, №2», двух одноцепных воздушных ЛЭП 330 кВ «ПП Билибино – ПС Баимский ГОК №1, № 2» и переключательного пункта 330 кВ Билибино. Завершение работ намечено на 2027 г. При этом осенью прошлого года сообщалось о возможном переносе ввода ГОКа на более поздний срок, подразумевающем также перенос сроков ввода энергетической инфраструктуры. Напомним, что помимо ЛЭП соглашение по энергообеспечению предполагает установку плавучих атомных энергоблоков «Росатома» в Чаунской губе.

В конце марта «Россети» согласовали подключение к электроэнергии месторождения меди Малмыж в Хабаровском крае (ООО «Амур Минералс», «Русская медная компания»), для чего необходима реконструкция ЛЭП 500 кВ «Хабаровская – Комсомольская». Энергетики должны возвести открытое распределительное устройство, к которому подключат заходы от действующей ЛЭП с образованием двух новых транзитов ориентировочной протяженностью 265 км и 101 км. Общая стоимость работ оценивается в 5,1 млрд рублей. Работы должны быть завершены в 2024 г.

Атомную энергетику также предполагается развивать в другом северном регионе – Якутии. В апреле АО «Концерн Росэнергоатом» (ГК «Росатом») получило лицензию на строительство в Якутии АЭС малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200М в Якутии (Усть-Янский район). К настоящему времени компания провела предпроектные инженерные изыскания, приступила к созданию объектов внеплощадочной инфраструктуры и возведению временного городка для рабочих. Также в апреле АО «Русатом Оверсиз» и КРДВ подписали соглашение о сотрудничестве при строительстве АСММ.

Ввод АСММ намечен на 2028 г. Мощности станции в том числе планируется использовать для энергоснабжения золоторудного месторождения Кючус (ПАО «Селигдар» и ГК «Ростех» – СП «Белое золото»), близлежащих месторождений олова – Тирехтях (АО «Янолово», добыча ведется с 2021 г.) и Депутатское (в настоящее время не разрабатывается^[12]). Электрическая мощность станции должна составить не менее 55 МВт.

Следует тем не менее отметить, что компания «Русатом Оверсиз» в апреле подпала под санкции США, что может отразиться на поставках технологических решений для проектов, а соответственно на сроках их реализации. Крупным проектом «Русатом Оверсиз» также является создание на Сахалине комплекса по производству водорода, который планировалось построить в партнерстве с французской Air Liquide. В сентябре прошлого года в «Русатом Оверсиз» заявили, что реализуют сахалинский проект без участия Air Liquide, которая прияла решение об уходе с российского рынка^[13]. О новых партнерах и поставщиках по проекту в компании не сообщали.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

---

[1]  С 1 декабря 2021 г. были введены квоты на экспорт удобрений для недопущения их дефицита на внутреннем рынке, но они не превышают значений экспорта за последние годы. План закупок удобрений для внутреннего рынка формируется на каждый год, а с 2022 г. определяется конкретный объем поставок на месяц для каждой компании.

[2] «Об утверждении Правил предоставления субсидии из федерального бюджета ОАО «РЖД» на возмещение недополученных доходов, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку железнодорожным транспортом во внутрироссийском сообщении моторного топлива, предназначенного для реализации на территории РФ, в направлении Дальневосточного ФО».

[3] «Об утверждении Правил предоставления субсидий из федерального бюджета ОАО «РЖД», ФГУП «Крымская железная дорога» на возмещение потерь в доходах, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку сельскохозяйственной продукции, а также продукции для организации сельскохозяйственного производства».

[4] В соответствии со специальными поручениями президента РФ по объемам вывоза угля из угледобывающих регионов.

[5] Оптовая цена составляет 30-50% в структуре конечного тарифа коммерческих потребителей. Юрлицо также оплачивает услуги по передаче и сбытовую надбавку (они устанавливаются региональными регуляторами).

[6] К 2026 г.

[7] Исходя из стоимости аналогичных компаний – «Россети Центра» и «Россети Центра и Приволжья».

[8] Обслуживает территории Хабаровского и Приморского краев, Амурской области и Еврейской АО, юга Якутии.

[9] Выпускающаяся с 2018 г. китайская турбина AGT-110 схожа по своим характеристикам с российской турбиной ГТД-110М «Ростеха», в их основе лежит разработка ГТД-110, принадлежащая ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (Украина).

[10]  Согласно оценкам, энергодефицит в объединенной энергосистеме Востока (Амурская область, Хабаровский край, Еврейская АО, Приморский край и Якутия) в 2026 г. превысит 2,8 млрд кВт/ч.

[11] По итогам 2022 г. экспорт электроэнергии в КНР составил порядка 4 млрд кВт/ч.

[12] Лицензией владела компания АО «Горно-обогатительный комплекс «Депутатский», однако в июле 2021 г. Роснедра аннулировали ее досрочно, поскольку добыча фактически не велась с 2009 г.

[13] Весной 2021 г. «Русатом Оверсиз», Air Liquide и правительство Сахалинской области подписали меморандум о взаимопонимании для изучения возможности строительства на Сахалине комплекса по производству до 100 тыс. тонн водорода в год. В феврале 2022 г. стороны завершили технико-экономическое обоснование проекта.

Спрос догнал износ

Темпы потребления энергии на Дальнем Востоке растут быстрее среднероссийских – по данным, которые привёл Фёдор Опадчий, председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС), с начала года по сравнению к прошлому рост потребления в России составил 3,8%, по Дальнему Востоку 5,1%, а в отдельных регионах ещё выше — в Бурятии 8,8%, а в Забайкалье 7,5%. Неплохая динамика сложилась и в границах Хабаровской энергосистемы. За последние десять лет среднегодовой темп прироста потребления мощности здесь составил 2,2%, темп прироста потребления электроэнергии – 1,9%, уточнил Фёдор Опадчий.

Аналогичный тренд наблюдается в Якутии, где растет добыча полезных ископаемых. «Если раньше наша республика была энергоизбыточным регионом, то с 2021 года за счет бурного промышленного роста потребление начало превышать выработку электроэнергии. Новым проектам уже сейчас необходимо свыше 1 ГВт/ч электроэнергии для тех проектов, которые уже сегодня реализуются», – заявил глава региона Айсен Николаев.

Дефицит энергомощностей наблюдается почти по многим субъектам ДФО. Суммарно, по прогнозам СО ЕЭС, нехватка электроэнергии по федеральному округу к 2030 может составить 10,7 млрд кВт/ч. Для ее компенсации требуется построить 1,6 ГВт мощностей для выработки энергии.

Вместе с тем у действующих объектов генерации на Дальнем Востоке степень износа выше среднероссийского в 1,7 раза, проинформировал первый замминистра по развитию Дальнего Востока и Арктики Гаджимагомед Гусейнов, а удельный расход условного топлива больше на 22%. Особенно сложное положение дел в локально изолированных энергосистемах и энергорайонах.

От состояния инфраструктуры зависит надежность энергоснабжения, на что влияет и непростая финансовая ситуация. Так, после присоединения в 2019 году Центрального и Западного энергорайонов Якутии к неценовой зоне оптового рынка, регулятором которого выступают федеральные органы, основная сетевая организация ПАО «Якутскэнерго» (входит в «РусГидро») стала недополучать выручку по причине перехода крупных промышленных потребителей на ОРЭМ и оплаты за передачу электрической энергии «Федеральной сетевой компании». За пять лет доля потребителей ФСК в республике увеличилась с 22 до 32%.

По словам Айсена Николаева, вследствие этого у «Якутскэнерго» наращиваются убытки. На сегодня они превышают 10 млрд руб. В результате региональная компания вынуждена сокращать инвестиционную и ремонтную программы, что чревато ростом отказов и аварий. «За эти годы в республике число аварийных ситуаций увеличилось почти в три раза: с 646 в 2020 году до 1123 в 2023-м. Износ сетевого хозяйства – с 50% до 57%. Отключение электроснабжения, когда на улице минус 50 или минус 60, – это прямая угроза не просто здоровью, но жизни людей», – резюмировал губернатор. 

Источники разные нужны

У государства есть понимание того, какие технические решения позволят покрыть энергодефицит на Дальнем Востоке, отмечает Фёдор Опадчий. Эти планы отражены в разработанных проектах таких базовых документов, как Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025-2030 годы и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. Сегодня ведется разработка отдельной программы по развитию электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года.

Помимо планов по модернизации действующих объектов регионы инициируют крупные стройки. Так, в Якутии выступают за строительство Новоленской ТЭС мощностью 550 МВт, которая обеспечит потребности компаний при освоении месторождений Иркутской области, Бурятии, Ленского и Мирнинского районов Республики Саха. «Газпром» возведет Чульманскую газовую электростанцию на 330 МВт и два блока Нерюнгринской ГРЭС с двукратным увеличением мощности до 1ГВт. На севере Якутии запланировано создание Кючусского промышленного кластера, под потребности которого «Росатом» построит АЭС малой мощности.

В Хабаровском крае на 2027 год намечено строительство двух энергоблоков Хабаровской ТЭЦ-4 общей мощностью 410 МВт в рамках проекта по замещению мощностей Хабаровской ТЭЦ-1. Кроме того, проект Генсхемы размещения объектов энергетики (в настоящее время проходит процедуру общественного обсуждения) предусматривает создание в регионе новой ТЭС мощностью порядка 230 МВт к 2030 году, а также Нижне-Ниманской ГЭС мощностью 360 МВт – в 2037-м.

Гидрогенерация будет востребована не только в Хабаровском крае, уверен Айсен Николаев. Гидроэнергетические ресурсы Якутии сегодня составляют 60% потенциала Дальнего Востока, из которых освоено только 1,5%. В 2013 году на средства Инвестфонда РФ была спроектирована Канкунская ГЭС мощностью 1ГВт под программу комплексного развития Южной Якутии, предполагающей запуск Эльконского ГМК, Тарыннахского и Таежного ГОКов, Селигдарского горно-химического комбината. Теперь настало время вернуться к проекту.

Большие планы связаны с расширением в ДФО атомной генерации. Генеральный директор «Росатома» Алексей Лихачев представил на сессии ВЭФ-2024 «Новая энергия Дальнего Востока» план по созданию к 2042 году в Приморье, Якутии, Чукотке, Амурской области и Хабаровском крае шести АЭС с 12 энергоблоками суммарной установленной мощностью – 4,1 ГВт. Глава госкорпорации уточнил, что намерения могут измениться, поскольку проекты еще должны быть утверждены правительством РФ, а также пройти общественные слушания (стоит сказать, в Хабаровском крае АЭС мощностью 1,2 ГВт предлагается построить близ поселка Эворон в 2036 году. Идея атомной станции в регионе обсуждалась еще в советское время, и в конце 1980-х у нее было немало противников).

Объекты атомной энергетики капиталоемкие, но, по словам А. Лихачева, нельзя говорить только о модернизации существующих энергомощностей, надо смотреть шире, создавая «новый энергетический облик Дальнего Востока». «Дальневосточные регионы станут в полной мере атомными регионами. Это, конечно же, инфраструктура, и не только энергетическая. Это инфраструктура образования, это инфраструктура промышленных поставок совершенно нового уровня, строительного комплекса», – заявил А. Лихачев.

Глава Минэнерго РФ Сергей Цивилев считает необходимым развитие генерации во всех сегментах энергетики, включая атомную. При этом он призывает не забывать о возможностях угледобывающей отрасли. «Мы должны развивать угольную генерацию на территории Дальнего Востока и Сибири, потому что у нас большой запас угля, и его надо использовать», – сказал министр, в недавнем прошлом губернатор Кузбасса – главного углепогрузочного региона страны.

При строительстве генерирующих мощностей принято отталкиваться от CAPEX проекта, но более рациональным подходом, полагает С. Цивилёв, может стать анализ стоимости киловатт-часа на протяжении всего периода функционирования конкретной генерирующей системы. Энергообъекты также должны быть обеспечены ресурсами на весь срок своей деятельности, чтобы по прошествии времени не пришлось переводить их с одного вида первичных ресурсов на другой. 

От тарифа до сумы

Безусловно, краеугольный вопрос – привлечение в отрасль инвестиционных ресурсов. «Я в компании десять лет работаю уже скоро, и все десять лет компания говорит на всех уровнях: коллеги, не хватает тарифа, необходимы какие-то варианты финансирования энергетики Дальнего Востока, – подчеркивает председатель правления, гендиректор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин. – Если мы не вкладываемся в модернизацию должным образом, к чему это в итоге приведёт? В начале пойдет рост аварийности, дальше пойдут веерные отключения, дальше – самые негативные последствия».

Холдинг неоднократно подымает проблематику, но к обращениям энергетиков относятся как к плачу Ярославны, сетует менеджер. Приходится слышать, что в бюджете нет денег, в тоже время дается понять, что поднимать тариф – непопулярная мера.

«Где взять деньги? Деньги взять в новом облике энергетики. Знать бы еще телефон этого нового облика, потому что мне как раз сейчас к зиме надо 11 млн тонн угля закупить, может быть, там я смогу найти помощь в этом», – иронизирует В. Хмарин.

В свою очередь в Минвостокразвития предлагают продлить действие надбавки для выравнивания энерготарифов в ДФО до среднероссийского уровня после 2028 года, но переформатировать механизм, предусматривающий адресацию средств, вырученных от потребителей первой и второй ценовых зон ОРЭМ, в дальневосточные объекты энергетики. Раньше, по сути, дотировалась старая генерация с низким коэффициентом полезного действия, признаёт Гаджимагомед Гусейнов.

«Это тоже ресурс – ежегодно 30 млрд руб. мы направляем на субсидирование. Давайте направим часть этих денег либо общий объем на модернизацию электроэнергетики на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных территориях. То есть не будем субсидировать неэффективное», – пояснил замминистра.

О необходимости решения вопросов по тарифным источникам говорит и Айсен Николаев (в июле этого года назначен председателем комиссии Госсовета по направлению «Энергетика»). Возвращаясь к ситуации с «Якутэнерго», он не исключил, что убытки сетевой организации будут только расти (в настоящее время «РусГидро» изучает вопрос выделения электросетей из своих региональных активов).

В Якутии это ещё связано с высоким уровнем протяженности линий электропередач – около 30 тыс. км – на большую территорию обслуживания с низкой плотностью потребителей. «Компенсация данной особенности энергосистемы только за счёт регионального или муниципального бюджетов абсолютно бесперспективна», – подчеркнул глава республики.

Проблема в ближайшие годы коснется и других субъектов ДФО, в том числе Бурятию, ЕАО, Амурскую область, где заключаются договора последней мили с ФСК. В этих регионах наступят аналогичные проблемы, если вовремя не принять действенные меры, предупредил А. Николаев.

«Мы предлагаем комплексное решение: или возвращать базового потребителя, или компенсировать из бюджета накопленный убыток, распространить механизм выравнивания энерготарифов на территории неценовой и ценовой зоны. Есть и другие методы, но это надо обсуждать и не замалчивать», – заключил он.

Когда возможности не успевают за потребностями

В связи с реализацией инфраструктурных и добывающих проектов на Дальнем Востоке растет энергопотребление, но также возникает дефицит мощностей, учитывая высокую степень износа действующих объектов энергетической инфраструктуры. Для закрытия энергодефицита на Дальнем Востоке диспетчер энергосистемы «Системный оператор» (СО) предложил Минэнерго до 2029 г. построить на Дальнем Востоке 1,59 ГВт тепловых и 1,35 ГВт ветряных и солнечных электростанций. Проекты ТЭС на 587 МВт предлагается выставить на открытый конкурс с предложением наименьшей цены.

При этом конкурсный отбор в энергосистеме Востока возможен после отмены государственного регулирования тарифов в ДФО, а дата введения оптового энергорынка в макрорегионе все еще не определена. Соответственно срок проведения конкурсного отбора также остается неопределенным. Введение энергорынка было намечено на 1 июля 2024 г.^[1], но в марте занимавший тогда пост главы Минэнерго Н.Шульгинов признал, что рынок не сможет заработать в регионе к данному сроку из-за наличия разногласий.

Площадки под ТЭС суммарной мощностью 1 ГВт «Системный оператор» предлагает отбирать на правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики (председатель – вице-премьер А.Новак). В число таких рассматриваемых объектов входит расширение Якутской ГРЭС в Якутии на 65 МВт, Комсомольской ТЭЦ-3 на 180 МВт и Совгаванской ТЭЦ в Хабаровском крае на 63 МВт. Кроме того, предлагается ввести 460 МВт на Свободненской ТЭС «Газпром энергохолдинга» в Амурской области и построить новую Находкинскую ТЭС на 240 МВт в Приморском крае (ее проект существует с 2011 г.).^[2] Объем капитальных затрат (CAPEX) должно утверждать правительство.

Также «Системный оператор» полагает целесообразным закрыть электростанции «РусГидро», работающие на импортных газовых турбинах – в том числе, запущенные в 2012 г. блоки Якутской ГРЭС-2 и работающей с 2018 г. Восточной ТЭЦ во Владивостоке общей мощностью 303 МВт. На блоках установлены турбины LM6000 американской компании General Electric, ремонт которых возможен только в США. Помимо того, на ТЭЦ на острове Русский во Владивостоке работают семь турбин японской компании Kawasaki. Вывод всех данных объектов потребует дополнительного строительства ТЭС на 340 МВт.

При этом в «РусГидро» негативно оценивают вариант закрытия электростанций и предлагают заменить турбины на российские. Компания уже установила на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 две турбины по 25 МВт, выпущенные «ОДК-Авиадвигатель» («Ростех»), их сдача в эксплуатацию должна состояться в текущем году. Кроме того, «Ростех» и «РусГидро» заключили договор на поставку двух турбин по 25 МВт для Якутской ГРЭС-2. Их поставка намечена на конец текущего года, пусконаладочные работы и сдача в эксплуатацию – на 2025 г. В «РусГидро» также заявляют, что располагают вариантом капитального ремонта в России газотурбинных установок Восточной ТЭЦ.

Потребность в возобновляемых источниках энергии в энергосистеме Востока «Системный оператор» оценивает в 1 ГВт солнечных и 355 МВт ветряных электростанций до 2029 г. При этом около 1 ГВт может быть разыграно на конкурсе. Согласно расчетам СО, 1,35 ГВт ВИЭ эквивалентны 340 МВт на ТЭС, но оператор энергосистемы также намерен внести в предложения дополнительные уточнения с учетом меняющейся ситуации в отрасли. Предполагается, что часть ВИЭ-проектов для строительства на Дальнем Востоке могут быть отобраны на технологически нейтральном конкурсе по механизму конкурентного отбора новой генерации (после введения оптового энергорынка). Кроме того, часть необходимого объема может быть обеспечена за счет проектов ВИЭ, уже отобранных на конкурсах в других энергосистемах страны по механизму договоров поставки мощности (ДПМ) и перенесенных в ДФО.

В частности, в «Юнигрин Энерджи» («Реам Менеджмент» М.Сиволдаева) в феврале сообщали о готовности после запуска энергорынка на Дальнем Востоке перенести до 300 МВт своих проектов солнечных электростанций (уже отобранных по программе ДПМ ВИЭ). Также компания предложила провести конкурс ДПМ на Дальнем Востоке на оставшийся объем в 350 МВт с датами ввода проектов в 2026-27 гг. В компании заявили о готовности участия в таком конкурсе.

Сроки строительства ВИЭ-генерации составляют до двух лет, а капитальные расходы на 1 кВт – до 85 тыс. рублей (в зависимости от технологии). Тем не менее существуют опасения, что стоимость постройки объектов ВИЭ на Дальнем Востоке окажется выше ввиду сложной логистики, в том числе на фоне санкций.

Тем временем Минэнерго на основе представленных материалов «РусГидро» по проекту модернизации газовой Владивостокской ТЭЦ-2, предложило установить CAPEX для трех энергоблоков станции на 360 МВт на уровне 63,6 млрд рублей (в текущих ценах). Объем затрат был снижен по сравнению с суммой, изначально предложенной «РусГидро». Исходя из объема капитальных затрат будет рассчитан тариф на мощность. Мощность новых энергоблоков будет заложена в тариф коммерческих потребителей других регионов страны.

В конце прошлого года «РусГидро» увеличило стоимость модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 в два раза относительно уровня 2020 г., до 66,3 млрд рублей (без НДС), объяснив изменения необходимостью полной замены главного корпуса станции и котлов. Первый газовый энергоблок Владивостокской ТЭЦ-2 на 120 МВт был запущен в апреле текущего года^[3]. В отсутствие утвержденного CAPEX блока, станция поставляет мощность по регулируемому тарифу старых блоков в 321,96 тыс. рублей за 1 МВт в месяц (без НДС)^[4]. Хотя «РусГидро» вынесло на наблюдательный совет «Совета рынка» (регулятор энергорынка) вопрос о перерасчете тарифов на мощность для Владивостокской ТЭЦ-2, такое решение не было принято.

В феврале «Системный оператор» озвучил результаты отбора проектов строительства новых электростанций в Бурятии и Иркутской области. Победителями^[5] стали проекты по созданию объектов угольной генерации. АО «ТГК-14» будет строить один блок на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 мощностью 65 МВт с общим объемом капитальных расходов 26,3 млрд рублей. «Байкальская энергетическая компания» («Иркутскэнерго», входит в холдинг En+ Group) построит два энергоблока на Иркутской ТЭЦ-11 общей мощностью в 460 МВт с суммарным CAPEX в 109,9 млрд рублей.

Инвесторы обязуются запустить объекты к 31 декабря 2028 г. Затраты на проекты будут окупаться через повышенные платежи за мощность при базовой доходности в 12%. По оценкам «Сообщества потребителей энергии», платеж энергорынка за мощность данных объектов за период окупаемости (20 лет) составит около 775 млрд рублей. В «Совете рынка» отмечают, что за 20 лет суммарная стоимостная нагрузка по платежам за мощность на оптовом энергорынке по отобранным объектам (525 МВт) составит около 330 млрд рублей в ценах 2023 г.

Следует отметить, что объектов мощностью 525 МВт для регионов будет недостаточно, поскольку объем дефицита в них более чем в два раза выше и составляет 1,225 ГВт. На конкурсе не разыграны 700 МВт, включая 395 МВт на юге энергосистем Забайкальского края и Бурятии, поскольку на эти объемы не подано заявок. Так, в «Интер РАО» объяснили отказ от участия в отборе не устраивающими условиями конкурса. Сроки проведения конкурса на оставшиеся объемы не определены.

В мае Минэнерго подготовило более привлекательные условия конкурса на строительство оставшихся 700 МВт. Министерство предложило увеличить удельную стоимость строительства объекта на 39%, до 589 тыс. рублей за 1 кВт в ценах 2028 г., при базовой доходности в 14% годовых. Общая максимальная стоимость объектов на 700 МВт таком образом может превысить 412 млрд рублей. При этом предлагается в том числе привлечь для участия в конкурсе проекты с импортным оборудованием, при условии снижения доходности до 12% в год и с максимальным удельным CAPEX в 375 тыс. рублей^[6]. Такие условия рассчитаны на привлечение к проекту китайских компаний.

Сохранение необходимости оплачивать мощности новых дальневосточных энергоблоков беспокоит промышленных потребителей в стране. Объединяющее промышленных потребителей энергии «Сообщество потребителей энергии» предлагает в целях снижения тарифной нагрузки строить электростанции в дефицитных регионах по принципу take-or-pay, подразумевающему, что новую мощность оплачивают потребители – заказчики дополнительной генерации. Вице-премьер А.Новак поручил Минэнерго совместно с ФАС и Минэкономразвития представить согласованные предложения по данному вопросу в правительство.

Возможность применения механизма take-or-pay касается оплаты мощности газовой Новоленской ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии (вблизи города Ленск). Ее планируется запустить к 1 июля 2028 г. в целях снабжения энергодефицитного Бодайбинского энергорайона на севере Иркутской области, газ на ТЭС должен поставляться со Среднеботуобинского месторождения (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», входящее в «Роснефть»). Норма доходности для объекта составляет 13,25%. В «Интер РАО» намеревались инвестировать в проект 257 млрд рублей.

«РусГидро» для модернизации Нерюнгринской ГРЭС в Якутии могут быть переданы две паровые турбины производства АО «Силовые машины»^[7] А.Мордашова после отказа ПАО «ОГК-2» («Газпром энергохолдинг») от модернизации двух энергоблоков Сургутской ГРЭС-1 в Ханты-Мансийском АО (405 МВт, запуск был запланирован на 1 января 2028 г.). Два энергоблока Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) «РусГидро» рассчитывает запустить к 1 января 2026 г. Новые мощности требуются для энергоснабжения Восточного полигона «РЖД». Ранее в «Силовых машинах», ссылаясь на производственные ограничения, заявили о невозможности в сроки отгрузить оборудование и для «ОГК-2», и для «РусГидро». Тем не менее отказ от сургутского проекта пока не получил одобрения правительства. На данный момент мощность Нерюнгринской ГРЭС составляет 570 МВ.

Возобновляемые источники энергии

В сфере возобновляемой энергетики на Камчатке предполагается развивать гидроэнергетическое и геотермальное направления. В настоящее время компания «РусГидро» приступила к проектированию Толмачёвской ГЭС-4, которая станет завершающей ступенью каскада гидроэлектростанций на реке Толмачёва в Усть-Большерецком районе. Мощность станции составит 6 МВт, она должна вырабатывать 41,55 млн кВт*ч возобновляемой электроэнергии в год. Проектные работы планируется завершить к концу 2025 г.

При этом «РусГидро» продолжает реализацию программы бурения новых геотермальных скважин для поддержания мощности станции на Мутновском месторождении. Напомним, что в 1999 г. на месторождении была построена Верхне-Мутновская ГеоЭС, которая являлась пилотным проектом^[8] освоения Мутновского месторождения для подтверждения технической возможности и экономической целесообразности получения электроэнергии из геотермального теплоносителя. В 2002 г. на месторождении была запущена Мутновская ГеоЭС, являющаяся на сегодняшний день наиболее крупной геотермальной станцией России.

На Мутновской ГеоЭС планируется увеличить мощности за счет строительства бинарного энергоблока (16,5 МВт). На сегодняшний день начато его проектирование. «РусГидро» совместно с АО «Зарубежнефть»^[9] намерены построить вторую очередь ГеоЭС установленной мощностью 66,5 МВт (два блока по 25 МВт и бинарный энергоблок на 16,5 МВт) и выработкой около 531,5 млн кВт*ч в год. Для данного проекта выполнено технико-экономическое обоснование.

Холдинг En+ Group в феврале вел переговоры с китайской компанией CHN Energy по вопросу строительства ветропарка мощностью 1000 МВт в рамках ТОР «Амурская» в пригороде Благовещенска. Планируемый объем инвестиций составит около 60 млрд рублей. Также разрабатывается возможность реализации проекта по локализации производства ветроэнергетического оборудования – с ежегодным выпуском продукции на 300-350 МВт. Предполагаемый объем инвестиций оценивается в 14 млрд рублей.

Атомная генерация

В сфере атомной энергетики «Росатом» рассматривает возможность установки до пяти плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) на юго-востоке и юго-западе Приморского края. Три энергоблока могут быть установлены вблизи города Фокино (ЗАТО) для энергоснабжения промышленных предприятий – в первую очередь, судостроительного комплекса «Звезда» в Большом Камне, а также портовых мощностей. Один блок планируется построить в Хасанском муниципальном округе, около поселка городского типа Славянка, в целях поставок электроэнергии на туристические объекты. Пятый энергоблок (также вблизи Славянки) может стать подменным для замены действующих во время перегрузки ядерного топлива. ПЭБ будут оснащены типовым реактором «Ритм-200». Мощность каждого блока может составить около 100 МВт.

Энергодефицит в южной части Приморья оценивается в 240 МВт, а к 2029 г. ожидается общее увеличение дефицита в крае до 600 МВт. «Росатом» и правительство края в марте подписали меморандум о взаимодействии при проработке технических и экономических вопросов строительства ПЭБ. Реализация проекта может занять 4-5 лет (с момента подписания контракта). Стороны намерены подписать обязывающие документы в текущем году. «Росатом» должен заняться подготовкой ПЭБов, тогда как региональному правительству предстоит определить точки размещения объектов и подготовить береговую инфраструктуру. При этом в Приморье все еще не отказываются от планов строительства двух наземных атомных энергоблоков мощностью до 600 МВт каждый в рамках проекта Приморской (Дальневосточной) АЭС.

Напомним, что «Росатом» на сегодняшний день располагает твердым контрактом на строительство четырех ПЭБов по 106 МВт каждый на реакторах «Ритм-200» для энергоснабжения Баимского ГОКа в Чукотском АО. В 2021 г. стоимость данных блоков оценивалась в 190,2 млрд рублей (с учетом НДС). В настоящее время в «Росатоме» не уточняют их текущую фактическую стоимость, с учетом удорожания основного оборудования. Первые два корпуса «Росатом» заказал у китайской компании Wison (Nantong) Heavy Industry Co. Ltd за 225,8 млн долларов, два остальных планировалось заказать у Балтийского завода (входит в «Объединенную судостроительную корпорацию», ОСК), но контракта с ОСК на производство корпусов заключено не было. При этом в госкорпорации не исключают возможность заказа на иностранных верфях.

Стоимость корпуса в общем объеме капитальных расходов (CAPEX) на ПЭБ составляет около 20%. В марте заместитель гендиректора «Росатома» В.Рукша отмечал, что строительство третьего и четвертого ПЭБов для Баимского проекта приостановлено из-за риска возникновения убытков. В 2021 г. «Росатом» сообщал, что согласно условиям контракта, он будет поставлять энергию по цене в 6,45 рублей за 1 кВт*ч (в ценах 2020 г.) с ежегодной индексацией тарифа по инфляции^[10]. В условиях все еще не решенного вопроса окупаемости проекта рассматривается выделение Баимского ГОКа в изолированную зону с установлением специального инвестиционного тарифа.

Энергия для горнодобычи

Продолжается создание энергетической инфраструктуры для проектов в сфере добычи полезных ископаемых. «Россети» в апреле завершили создание схемы внешнего электроснабжения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Якутии (месторождение является ресурсной базой для магистрального газопровода «Сила Сибири»). Под напряжение были поставлены подстанция 220 кВ «Чаянда» трансформаторной мощностью 126 МВА, переключательный пункт 220 кВ «Нюя» и соединяющая их двухцепная линия электропередачи протяженностью 66,4 км. Объем присоединения потребителя составляет 50,05 МВт. Переключательный пункт «Нюя» присоединен к сетям заходами линии электропередачи 220 кВ «Городская – Пеледуй №1 и №2».

Также в апреле были завершены работы по созданию энергетической инфраструктуры Ковыктинского месторождения в Иркутской области (также является ресурсной базой «Силы Сибири»). Реконструирована подстанция 500 кВ «Усть-Кут»‎, и построены две ЛЭП общей протяженностью 518 км. Строительство ЛЭП велось от месторождения возле села Коношаново (Жигаловский район) до Усть-Кута. Объекты Ковыктинского месторождения подключены через ЛЭП к подстанции Усть-Кут, являющейся основным питающим узлом Байкало-Амурской магистрали.

Кроме того, глава правительства М.Мишустин в феврале подписал распоряжение правительства для строительства АЭС малой мощности (АСММ) «Росатома» с целью энергоснабжения золоторудного проекта Кючус ПАО «Селигдар» и «Ростеха» (компания «Белое золото») в Якутии (Верхоянский район). Напомним, что ввод станции намечен на 2028 г.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

---

[1] Либерализация цен в неценовых зонах изначально была запланирована на ноябрь 2023 г. Позднее сроки сдвинулись на 1 января 2024 г. с учетом необходимости доработки нормативно-правовых изменений, позднее - еще на полгода, до 1 июля 2024 г.

[2] Строительством станции в 2011 г. интересовались «РАО ЭС Востока» («РусГидро») и ООО «Инвестор Энерджи» (входило в группу «Сумма»), но в дальнейшем проект был отложен.

[3] На три месяца позже ранее установленного срока (1 января).

[4] Тариф на электроэнергию для Владивостокской ТЭЦ-2 составил 2,4 тыс. рублей за 1 МВт*ч.

[5] Победителями стали участники, подавшие заявки с наименьшей ценой.

[6] Общий максимальный объем капитальных затрат на 700 МВт в таком случае составит около 250 млрд рублей.

[7] У «ОГК-2» заключен контракт с «Силовыми машинами», предполагающий поставку турбин во втором квартале 2025 г.

[8] Проекты строительства геотермальных электростанций на Мутновском месторождении рассматривались с 1980-х гг.

[9] В 2022 г. «Зарубежнефть» получила три лицензии для развития геотермальной энергетики на Камчатке – на Корякско-Кеткинский, Верхнежировский и Больше-Банный участки. В том же году «Зарубежнефть» и КРДВ заключили соглашение о намерениях по реализации проектов в области геотермальной энергетики в рамках ТОР «Камчатка».

[10] Актуальную себестоимость выработки «Росатом» в настоящее время не называет.

Первым свою версию решения выдвинул генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер — он поделился успешными кейсами по формированию рынка поставок газомоторного топлива в материковых регионах России, где изначально отсутствует ресурсная база для производства КПГ на месте. Компания работает преимущественно в Кемеровской области и за несколько лет создала сеть снабжения компримированным газом в нескольких соседних субъектах Сибири. В мае 2023 года делегация «МПГ Сибири» приезжала на Сахалин для того, чтобы оценить масштабы возможного сотрудничества. И, по мнению Миллера, у острова есть ряд особенностей, которые влияют и на становление, и на развитие рынка КПГ.

«Среди минусов Сахалинской области — я говорю сейчас преимущественно об острове Сахалин — протяженность региона. Довольно большое расстояние с юга, где сконцентрировано наибольшее число потребителей, на север. Кроме того, здесь довольно много малонаселенных пунктов, что автоматически сокращает перспективный рынок сбыта среди владельцев личного автотранспорта. И на Сахалине очень мало стационарных заправочных станций газомоторного топлива — всего три и, опять же, они сконцентрированы на юге региона. С другой стороны, в вашем регионе присутствует такое преимущество как беспрецедентные меры поддержки перехода автомобилей на КПГ со стороны правительства Сахалинской области — по-моему, такого объема помощи больше нет нигде. В связи с тем, что активно развивается добывающая, сельскохозяйственная, лесоперерабатывающая промышленность, в регионе есть определенный инвестиционный потенциал и, как следствие, перспективы для развития поставок КПГ на острове», — перечислил генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер.

По мнению эксперта, вне зависимости от того, в каком регионе внедрять комплексную сеть заправочных станций для автомобилей на газомоторном топливе, нужно тщательно анализировать потенциал спроса. Так, в Сибири партнерство с «Газпром газомоторное топливо» позволило наладить поставку мобильных комплексов КПГ на территории, где газа как такового нет вообще, но сформировалась устойчивая потребность в таком топливе. Речь идет, в частности, об угледобывающих предприятиях Кузбасса, которые стали так называемыми якорными потребителями и, обеспечив первую ступень постоянного спроса на газомоторное топливо, сформировав базу для развития поставок и другим компаниям, а также физическим лицам. По этой схеме, отметил Миллер, может пойти и Сахалин — возможности для этого есть.

«Когда в мае мы приезжали на Сахалин, мы проехали весь остров с юга на север. Побывали в Ногликском, Александровск-Сахалинском, Углегорском, Поронайском районах. Встречались с представителями министерства энергетики Сахалинской области. По моему опыту, ключевая целевая аудитория, которая является потребительской зоной у ООО «МПГ Сибири», — это муниципальные и коммерческие предприятия. В вашем регионе потенциальными потребителями могут стать предприятия практически в любом населенном пункте Сахалина. В Углегорском районе, к примеру, это угледобывающее производство в Углегорске и Шахтерске (речь идет о «Восточной горнорудной компании. — Прим. ред.). В Поронайском районе будет строиться морской порт — соответственно, его инфраструктуру тоже можно ориентировать сразу на КПГ. Что касается расположения заправочной точки на севере Сахалина, мы исключили Оху и видим Ноглики как более перспективный для этого населенный пункт, который сможет обеспечить газомоторным топливом и Александровск-Сахалинский, и Охинский районы», — уточнил представитель Кемеровской области.

Миллер отметил: главная задача властей в развитии сети газомоторных заправочных комплексов — обеспечить устойчивое потребление природного газа на транспорте промышленных предприятий. Как только этот процесс будет налажен и масштабирован на весь регион, рост потребителей на личном транспорте с КПГ не заставит себя ждать.

«Как только на транспортном плече с юга Сахалина на север будут появляться якорные потребители, люди будут активно переоборудовать и личный транспорт. Потому что у них будет гарантия по наличию и доставке КПГ для заправки без перебоев, а также прозрачная система ценообразования», — резюмировал Алексей Миллер.

И.о. зампреда правительства Сахалинской области Олег Попов, заслушав выступление гостя, отметил, что сложно соглашаться с его тезисами без сколько-нибудь развернутых расчетов рентабельности. Помимо обеспечения регулярных поставок КПГ, необходимо содержать инфраструктуру, которая необходима для бесперебойного снабжения потребителей. Это в равной степени касается как предприятий, так и физических лиц.

«Отсутствие инфраструктуры тормозит развитие массового перевода на газовое топливо для всех потребителей. Остается актуальной и такая задача как газификация потребителей, удаленных от юга Сахалина. Чтобы ее обеспечить, мы должны не только сделать нормальную дорогу для качественной транспортировки. Мы должны еще и нивелировать такое понятие как сезонность, потому что в разное время года якорные потребители могут быть разными», — сказал Олег Попов.

Вице-мэр Поронайского городского округа Андрей Шенцов в свою очередь выдвинул предложение о расширении сети работы ПАГЗов — передвижных автомобильных газовых заправщиков. В частности, отметил муниципальный чиновник, такой комплекс востребован в Поронайском районе именно из-за статуса точки роста: помимо морского порта там будет цементный завод, который может дополнительно обеспечить потребность в КПГ. И, чтобы не затягивать с обеспечением инфраструктуры для стационарной станции заправки, логичнее было бы использовать ПАГЗ как временное, но стабильное решение.

Представитель Хабаровского края, директор ООО «Ресурсавтогаз» Вячеслав Чернышов поделился практикой использования ПАГЗов как основной снабжающей силы. По его мнению, в целом в обеспечении устойчивого спроса компримированного природного газа главное — наличие в достаточном количестве крупнотоннажной техники, которую нужно заправлять. Сейчас на предприятиях Дальнего Востока и в целом России с этим есть определенные сложности, связанные с санкционными ограничениями.

«С техникой, которая сразу же, с завода, будет ездить на газу, нехватка. 90 % производителей просто отказываются с этим возиться из-за неясной картины спроса и наращивают выпуск дизельных автомобилей, потому что там рынок сбыта стабилен. Китайская техника на газомоторном топливе в основном поступает в Казахстан и Узбекистан, мы ее пытаемся вывозить в Россию, но документально это сложно оформлять. Но, когда на Дальнем Востоке появится тяжелая автомобильная техника на газу, это обеспечит загрузку передвижных заправщиков в любом состоянии. Буквально, 10-18 самосвалов на предприятии или 20-30 автобусов большой или средней вместимости — этого достаточно, чтобы обеспечить рентабельность», — поделился гость из Хабаровского края.

Также Чернышов рассказал о том, что максимальную рентабельность при использовании ПАГЗа можно обеспечить при постановке его на промышленное предприятие. Применительно к Сахалину, достаточно 10 крупных производств на территории острова, чтобы построить сеть поставки КПГ с юга на север. Помимо этого, газ можно поставлять на объекты электроснабжения в районах, куда нецелесообразно вести полноценную ЛЭП, и на котельные промышленных объектов разного масштаба: соответствующие инженерные решения у ООО «Ресурсавтогаз» есть, такие услуги предоставляются «под ключ», и заказчику они обходятся недорого. Экономия средств обеспечена особенностью технологии снабжения.

«Наша работа — это использование ПАГЗа как транспортного средства с ПТС. Соответственно, нам для поставок газа не нужны строительство, размещение стационарных емкостей и статус опасного объекта, что требует согласований с Ростехнадзором. Если говорить об оборудовании после подключения, используем газопроводы низкого давления — их даже не нужно регистрировать. Если речь идет о снабжении, к примеру, асфальтобетонного завода в Елабуге (село в Хабаровском крае. — Прим. ред.), там уже газопровод среднего давления, но его регистрирует само предприятие-потребитель. Что касается ценообразования на сам газ, оно более чем лояльное. Применительно к Сахалину это будет около 23 рублей за кубометр при отпуске и 28-29 рублей для конечного потребителя, уже с учетом логистики», — озвучил детали директор ООО «Ресурсавтогаз».

Вопрос нехватки газомоторной тяжелой техники, тем не менее, можно решить в пределах Дальнего Востока — при этом можно не переоборудовать существующие дизельные крупнотоннажники на КПГ, а сразу приобретать такой транспорт. Об этом заявил представитель ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» Юрий Нюгай. Его предприятие находится в Якутии и является эксклюзивным представителем китайского бренда Dayun («Даюн»), который предлагает тяжелые автомобили на компримированном и сжиженном природном газе. В линейку, которую якутяне готовы поставлять на предприятия ДФО, уже сейчас входят двух- и трехосевые тягачи, автобетоносмесители и самосвалы, мусоровозы, автоцистерны и вакуумная техника, в том числе илососы. С 2019 года ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» поставляет китайские грузовики на СПГ в регионы России. Примечательно, что в самой Республике Саха эта техника спросом не пользуется.

«У нас в этом плане, конечно, казус. Компримированный природный газ у нас стоит 21 рубль за кубометр, дизельное топливо — от 70 рублей за литр и выше. Тем не менее, промышленные предприятия, даже понимая выгоду, отказываются от нашей техники. А все дело в дорогах: за пределами Якутска, буквально, нет развитой сети трасс, а газовая техника все-таки требует асфальта. Ну и инфраструктуры для заправки, конечно, не хватает», — посетовал Юрий Нюгай.

Фактически, отметил и.о. министра энергетики Сахалинской области Виктор Гармидер, озвученные приглашенными участниками форума проблемы являются общими для всех регионов Дальнего Востока, где власти вкладывают ресурсы во внедрение «зеленых» видов топлива. Недостаток инфраструктуры непосредственно связан с нехваткой качественных автомобильных дорог, а в комплексе это снижает уровень спроса на газовое топливо как на уровне промышленных предприятий, так и у физических лиц.

В то же время, помимо КПГ и СПГ, на островах поддерживают переход автолюбителей на электротранспорт. Здесь инфраструктуре Сахалинской области в чем-то можно позавидовать: по количеству зарядных станций для электрокаров в пересчете на одного потребителя регион занимает одну из лидирующих позиций в России. В то же время и здесь работы предостаточно: большая часть уже действующих модулей сконцентрирована на юге Сахалина, в то время как в остальных муниципалитетах таковые — либо разовая история, либо часть запланированных к монтажу объемов. А тем временем партнеры с материка уже готовы предоставить Сахалинской области готовое решение для следующего шага по развитию потребления электроэнергии как вида топлива.

Инновацию на форуме презентовала генеральный директор ООО «Иви Тайм», председатель Ассоциации развития электромобильного, беспилотного и подключенного транспорта и инфраструктуры Ия Гордеева. Эксперт из Санкт-Петербурга рассказала о преимуществе модульных зарядных станций нового поколения — с накопителями энергии. Такое оборудование способно выдавать нужную мощность для зарядки подключенного автомобиля без учета ограничений электросети, к которой оно подключено — энергия аккумулируется в накопителе, который защищает технику от скачков напряжения и отключений, и может быть подключен даже к частному дому. Кроме того, модуль зарядки можно доукомплектовать солнечными панелями, которые, являясь по сути альтернативными источниками электричества, позволяют не только экономить расходы на затраченную электроэнергию, но и обеспечивают дополнительное снижение углеродных выбросов в атмосферу. А с учетом реализации на Сахалине климатической программы, частью которой как раз является перевод транспорта на более экологичные виды топлива, такие технологии становятся еще более актуальными.

По итогам форума участники отметили, что тенденция развития сети снабжения транспорта газомоторным и электрическим топливом отнюдь не бесперспективна, но требует проработки массы нюансов. И большая часть задач, которую потребуется решать властям в партнерстве с представителями профильного бизнеса, по оценке EastRussia отнюдь не относится к «узкой» тематике. Скажем, банальное строительство качественных дорог — больной вопрос для всех жителей Сахалинской области. Даже федеральная трасса Южно-Сахалинск — Оха, которая является самой длинной в регионе, до сих пор не заасфальтирована полностью, не говоря уже о межмуниципальных дорогах, где и качественная грунтовая насыпь встречается гораздо реже, чем хотелось бы. Не только газомоторному, но и электрическому транспорту такие трассы под колесами только во вред.

Говорить о массовом переводе промышленности островов на СПГ и КПГ тоже преждевременно. Новых предприятий, которые в рамках дискуссии именовали «якорными», на Сахалине появляется довольно мало, несмотря на очевидную нужность и большая их часть до сих пор существует в формате инвестиционных проектов, а до реального запуска могут пройти годы. Поэтому рынок потребления экологичного топлива в Сахалинской области, судя по всему, еще долго будет развиваться небольшими шагами.

На грани рентабельности

Децентрализованное энергоснабжение присутствует в 17 регионах ДФО и Арктической зоны. Оно, в частности, питает 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек. При этом средний износ электростанций и котельных суммарной электрической мощностью порядка 800 МВт и тепловой свыше 2 тыс. Гкал/час превышает 60%, сообщил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Минэнерго РФ Сергей Романов.

«Модернизация более 80% тех объектов, которые находятся в этих населенных пунктах, является инвестиционно непривлекательной, во всяком случае без государственной поддержки. И на сегодняшний день нет каких-либо отработанных механизмов господдержки, как и привлечения частных инвестиций в этот сектор», – утверждает эксперт.

Ситуацию усугубляет высокая стоимость производства энергии, в первую очередь из-за малых объемов потребления, а также необходимость субсидировать ее поставки для населения. При этом требуемый размер дотаций постоянно растет.

Не лучше обстоит дело и с точки зрения энергоснабжения промышленных производств. По скромным подсчетам, в этой группе потребителей насчитывается свыше 50 предприятий горнодобывающей промышленности. Совокупная мощность дизельной генерации в данном сегменте рынка превышает 500 МВт.

Здесь основная проблематика связана с высоким экономически обоснованным тарифом на электроэнергию, что ставит производство на грани рентабельности. Капитальные затраты при создании локальных энергоцентров зачастую сопоставимы с вложениями в основной бизнес-проект. К тому же в последний год заявила о себе проблема доступа к современному оборудованию из-за внешних санкций: его поставки в рамках параллельного импорта заметно выросли в цене. Все это приводит к тому, что недропользователи начинают рассматривать генерацию электричества и тепла как непрофильный актив, обременяющий основной вид деятельности.

Ситуация может затруднить реализацию будущих проектов по освоению минерально-сырьевой базы. Как считает зампред совета по вопросам развития Дальнего Востока, Арктики и Антарктиды при Совфеде Анатолий Широков, разработка многих месторождений становится оправданной при наличии доступной электроэнергии. При этом особенности структуры энергетики северных территорий не всегда позволяют обеспечить это за счет развития крупных электростанций и электрических сетей, уточнил сенатор.

Между тем в Минэнерго РФ не склонны сгущать краски. Как заверил директор департамента развития электроэнергетики министерства Андрей Максимов, за последние годы утверждено несколько нормативных актов по стимулированию инвестиций в развитие локальной энергетики, и эти механизмы работают. В первую очередь это относится к заключению энергосервисных договоров, подразумевающих внедрение новых технологий и оборудования, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. За счет этого территория экономит на топливе по сравнению с традиционной схемой северного завоза, а инвестор окупает вложения. В рамках подобных соглашений в 2020-2023 годах модернизировано объектов суммарной мощностью более 107 МВт, уточнил представитель Минэнерго.

Кроме того, реализуются проекты на основе концессионных соглашений и в рамках госзаказа от регионов, который размещается на конкурсной основе. Министерством так же подготовлены изменения в законодательство, позволяющие заключать в отдаленных регионах долгосрочные договоры поставки электроэнергии по принципу «бери или плати» (take or pay). Такая схема будет обкатана при освоении Баимской рудной зоны на Чукотке, где построят мини-АЭС.

«С одной стороны «Росатом» и консорциум потребителей с другой договорились о цене на долгосрочный период. Но, безусловно, такая стоимость возможна, только если будут зафиксированы обязательства по потреблению, и потребитель, что называется, не выйдет из контракта», - пояснил Андрей Максимов.

 

В поисках срока окупаемости

Несмотря на новации на законодательном уровне, проблему привлечения частных инвестиций в энергетическую инфраструктуру на труднодоступных территориях они полностью не снимают. Хотя на эти цели при условии государственных мер поддержки возможно привлечь свыше 300 млрд руб., сообщил Анатолий Широков.

Активное участие независимых компаний в развитии локальной энергетики пока не столь заметно, многие проекты в удаленных районах реализуются под эгидой ПАО «РусГидро». В частности, программой развития в ДФО предусмотрена модернизация 270 объектов неэффективной дизельной генерации общей мощностью 477 МВт. При этом на первом этапе будет обновлено 80 объектов в Якутии и на Камчатке суммарной мощностью почти 170 МВт.

Необходим более адресный подход к стимулированию частных игроков, включая небольшие компании. «Программа развития поддержки локальной энергетики в удаленных изолированных районах кроме как в виде субсидий на техприсоединение сегодня не предусмотрена. Да и получить ее могут только крупные инвестиционные проекты, где технологическое присоединение к энергосистеме технически осуществимо и экономически целесообразно», - свидетельствует сенатор Андрей Шохин.

Период окупаемости проектов у «РусГидро» составляет 15 лет. Если для крупного энергохолдинга это более-менее приемлемый срок, то для независимого бизнеса -достаточно большой, под который сложно привлечь кредитные ресурсы.

Как рассказал Андрей Максимов, в качестве одного из решений для потенциального инвестора возможна дополнительная поддержка по линии Фонда развития ЖКХ (как правило, дизельная станция в северном поселке является не только поставщиком электричества, но и тепла). Тем самым период окупаемости может быть снижен до 8-10 лет.

Отличие инвестпроектов локальной энергетики заключается в необходимости нахождения баланса экономических интересов между потребителем и производителем электроэнергии, а также оптимальной юридической конструкции, которая обеспечивает гарантии для обеих сторон, отмечает управляющий директор Корпорации развития Дальнего Востока Андрей Шарафутдинов.

Важно создавать оптимальные тарифные условия для инвестиционной привлекательности объектов генерации в труднодоступных районах, расширения возможностей данного бизнеса, говорит замначальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Сергей Дудкин. Сейчас на выходе находится правительственное постановление о регуляторных отношениях в электроэнергетике, в котором одно из изменений позволит производителю электроэнергии по своему заявлению снижать размер экономии топлива, учитываемой в тарифах. Эту разницу он сможет направить, к примеру, на развитие электросетевого комплекса.

Данная потребность возникает при создании горнорудного кластера в Усть-Янском и Верхоянском районах Якутии. Энергоснабжение будет обеспечивать атомная станция малой мощности в поселке Усть-Куйга. Предусмотрена поставка энергии в соседние поселки, для чего придется строить электросетевое хозяйство.

Еще один законопроект внесен Минэнерго в Госдуму. «Он предполагает распространение уже существующего опыта заключения двусторонних долгосрочных договоров в технологически изолированных крупных энергетических системах на локальные энергосистемы и отмену регулирования тарифов в виде предельных уровней. Это нужно для того, чтобы стороны по договору могли на долгосрочной основе зафиксировать ценовые параметры и под эти контракты привлекать финансирование в кредитных учреждениях, таким образом обеспечивая возможность реализации данных проектов», - рассказал Сергей Дудкин, добавив, что данный подход вполне применим и для небольших проектов.

Энергия малых

Вопрос рентабельности проектов, связанных с локальными энергосистемами, обращает внимание потенциальных инвесторов к новым технологиям. Сейчас получает распространение идея создания атомных и гидроэлектростанций малой мощности.

Дело в том, что стоимость завоза энергоносителей (даже с применением энергии ветра и солнца гибридные установки потребляют дизтопливо) может нивелировать преимущества в капитальных затратах и существенно ухудшить экономику комплексного инвестпроекта. В этой связи, говорит гендиректор ООО «Генерация» Александр Курчатов, малые ГЭС при обеспечении заданного напора воды имеют наименьшую себестоимость производства электроэнергии и стабильные выходные параметры.

Несмотря на низкие температуры в Арктике, в качестве альтернативы дизельному топливу можно использовать гидропотенциал рек и рассматривать комбинированные варианты круглогодичных локальных энергоцентров, рассуждает генеральный директор ООО «Глобал Гидро Рус» Николай Сафронов.

«Когда говорят, что у нас реки замерзают, вечная мерзлота и вообще такой страх, я привожу в пример Канаду. Там самая низкая температура - минус 68 градусов, средняя температура января – минус 34. Тем не менее она располагает 15 МВт на малых гидроэлектростанциях. Возьмите Исландию, которая поднялась на мини-ГЭС, Гренландию или Норвегию», - подчеркнул Николай Сафронов.

В принципе у каждого северного поселка, а они на изолированных территориях, как правило, находятся на реках, можно построить мини-ГЭС на 1-2 МВт, считает он. В итоге от 80 до 100 дней реально получать электроснабжение только от этого источника, существенно сэкономив на дизтопливе.

Если говорить о промышленном применении данной технологии, то на Чукотке готовится своего рода пилотный проект. Для энергоснабжения производства по добыче россыпного золота в Иультинском районе будет возведена гидроэлектростанция мощностью 1 МВт с перспективой расширения до 15 МВт.

«Мы взяли самый пессимистичный вариант, завышенное по цене оборудование в три-четыре раза, сделали расчеты, получив окупаемость вложений в 6 лет с привлечением денег под 13% годовых», - сообщил гендиректор «Глобал Гидро Рус», правда, он уточнил, что участники проекта рассчитывают на прочие льготы (золотодобытчик является резидентом Арктической зоны).

К созданию мини-ГЭС присматривается «Росатом», но, конечно, госкорпорация предлагает решения по своему основному профилю. Это использование атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Ритм-200Н» мощностью 110 МВт, которая будет применена в рамках вышеупомянутого проекта в Усть-Куйге. Сегодня там начинается строительство.

Расчеты показывают, что новый источник энергоснабжения достаточно конкурентоспособный, проинформировал вице-президент по проектам малой мощности, контрактации и комплектным поставкам оборудования АО «Русатом Оверсиз» Олег Сиразетдинов.

«В Усть-Куйге, которая в советское время являлась транспортным узлом, в том числе по углеводородному топливу, тариф вдвое ниже, чем экономически обоснованный, утвержденный государством. А в поселке Депутатский, где будет возрождаться Депутатское месторождение олова, тариф ниже более чем в три раза, даже с учетом сооружения сетей для снабжения добывающей компании», – сказал менеджер.

Еще один проект – АСММ на базе реакторной установки «Шельф-М». Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт, что позволит обеспечить генерацию до 10 МВт электрической энергии. Такую станцию планируется возвести для освоения золоторудного месторождения Совиное на Чукотке. Также к внедрению новой технологии рассматривается порядка десяти площадок в Якутии и пять в Красноярском крае.

«Мы к инвестору с деньгами не идем, но требуем take or pay для потребления энергии в нужном размере по обговоренному тарифу на перспективу. Очень важно, что тариф здесь практически не зависит от рыночных биржевых товаров, может быть, за исключением урана. Но доля урана в тарифе – до 4%. Главное, тариф прогнозируем, что важно для инвесторов», – заверил вице-президент «Русатом Оверсиз».

На Дальнем Востоке сохраняется проблема убыточности ТЭС в связи с регулируемыми тарифами на электроэнергию на фоне продажи угля по свободным ценам. В феврале глава управляющего дальневосточной генерацией ПАО «РусГидро» В.Хмарин обратился к президенту РФ В.Путину с просьбой выделить из федерального бюджета 93 млрд рублей для восстановления финансовой стабильности «Дальневосточной генерирующей компании» (ДГК), которая управляет крупными ТЭС на Дальнем Востоке. За счет этих средств предполагается погасить накопленный финансовый долг компании, который возник из-за разницы между расходами на уголь и тарифной выручкой от продажи энергии. Совет директоров «РусГидро» принял решение выдать ДГК крупный заем на 93 млрд рублей в целях недопущения банкротства компании.

В «РусГидро» отмечают, что средний тариф в энергосистеме Востока составляет 5 рублей за 1 кВт/ч, что на 27% ниже показателя в европейской части РФ и в Сибири (6,9 рублей). Установленные тарифы для Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, входит в «РусГидро») включают в том числе обоснованные расходы на топливо и ремонт. Но и при таких тарифах ДГК в 2023 г. не сможет выйти на безубыточную работу.

После обращения В.Путин направил запрос премьер-министру М.Мишустину, вице-премьеру А.Новаку и главе Минфина А.Силуанову, поручив предложить решение проблемы. Так, в качестве решения власти хотят рассмотреть механизм регулирования поставок угля на экспорт, аналогичный используемому на рынке удобрений. С 2022 г. Минсельхоз определяет объем поставок удобрений на внутренний рынок для каждой компании. В случае повышения цен могут быть введены экспортные пошлины^[1]. Но в случае с углем эксперты отрасли отмечали, что регулированию можно подвергать поставки только для низкосортных марок, которые используются на дальневосточных ТЭС, а не для дорогих экспортных, которые в любом случае не поставляются на объекты электроэнергетики.

На этом фоне в правительстве все же отказались от жестких мер регулирования, заключающихся в ограничении экспортных поставок угля на восток, приняв решение о разработке адресных мер поддержки для конкретных электростанций. Минэнерго совместно с «РусГидро» и РСПП определят потенциальных поставщиков для конкретных ТЭС с учетом марок угля (на 2023-25 гг.) и сформируют индикативный баланс потребления, на основе которого будет проведена оптимизация расходов, в том числе за счет заключения долгосрочных контрактов на закупку и доставку угля. ФАС совместно с Минэнерго и РСПП предстоит установить индикативные ценовые коридоры на уголь для «РусГидро» на 2023-25 гг., а угледобывающие компании закрепят в торговых политиках публичные положения о приоритетном обеспечении потребностей внутреннего рынка.

Также ФАС предлагает субсидировать поставки угля и мазута для ТЭС Дальнего Востока с использованием механизма, аналогичного применяемому для стимулирования перевозок нефтепродуктов. Субсидирование может быть организовано с помощью распространения на мазут и уголь действия норм постановления правительства №2508^[2] или с помощью принятия для угля и мазута постановления, аналогичного действующему постановлению №406^[3]. «РЖД» будут предоставлять скидку на перевозку юридическим лицам, везущим топливо в регионы, а выпадающие доходы госмонополии компенсируют из федерального бюджета. Напомним, что, когда перевозки становятся субсидируемыми, они получают приоритет при перевозке по Восточному полигону, переходя из пятой в четвертую очередь.

Отметим, что общая установленная мощность объектов ДГК составляет порядка 4 ГВт. В 2021 г. объем потребления компании составил 8,94 млн тонн угля на сумму 25,99 млрд рублей и 3,5 млрд куб. м газа на сумму 21,24 млрд рублей.

«РусГидро» оценивает, что средневзвешенная цена угля, законтрактованного на 2022-23 гг., в два раза выше цены топлива, учтенной в тарифах. Таким образом, доля расходов на топливо в тарифной выручке ТЭС составляет до 60%. В «РусГидро» указывают на то, что тарифная выручка не покрывает операционные и инвестиционные расходы. Убыток ДГК в минувшем году увеличился до 36,6 млрд рублей (в 2017 г. он составлял только 4,7 млрд рублей).

В «РусГидро» дефицит и резкий рост стоимости угля на внутреннем рынке связывают со стремлением угольных компаний экспортировать продукцию. Именно экспортный уголь обладает относительным приоритетом на Восточном полигоне «РЖД»^[4], в то время как уголь для нужд ЖКХ и энергетики пропускается в пятую очередь. Кроме того, перевозки топлива для дальневосточных ТЭС отличаются сложной логистикой. Так, на Нерюнгринскую ТЭС в Якутии уголь поставляется из Казахстана, хотя поставки с якутских месторождений были бы дешевле, а уголь для Приморского филиала ДГК везут из Кузбасса, тогда как Бурятия является более доступной альтернативой. В прошлом году на рост цены на перевозки угля на дальние расстояния повлияла также отмена льготного коэффициента 0,4 к тарифу.

Поставщики низкосортных углей могут быть заинтересованы в заключении твердых контрактов с энергетическими компаниями, с фиксированным уровнем маржинальности (на уровне 20%). При этом первый вице-премьер А.Белоусов в феврале поручил Минэнерго и «РусГидро» заняться разработкой и реализацией трехлетнего плана модернизации ТЭС и повышения эффективности их работы. В «РусГидро» неоднократно заявляли, что замене оборудования на дальневосточных ТЭС препятствуют заниженные тарифы.

Следует отметить, что на Дальнем Востоке в начале года был отмечен существенный рост оптовых цен^[5] на электроэнергию для коммерческих потребителей – в январе средняя одноставочная цена (стоимость электроэнергии и мощности) увеличилась по отношению к декабрю 2022 г. на 49%, составив 2,84 рубля за 1 кВт/ч. Стоимость превысила среднюю одноставочную цену в январе в европейской части страны, на Урале (2,74 рубля) и в Сибири (2,43 рубля).

Наиболее значительный рост цен был зафиксирован в Якутии – на 50,4%, до 2,9 рублей. Далее следуют Амурская область (рост на 49,7%, до 2,88 рублей) и Еврейская АО (рост на 50,1%, до 2,78 рублей). В Приморском крае цена составила 2,81 рублей (рост на 47,6%), а в Хабаровском крае – 2,84 рублей (рост на 48,8%). В наибольшей степени ростом цен обеспокоены представители малого и среднего бизнеса в регионах.

На этом фоне в макрорегионе планируется строительство новых энергообъектов, а также модернизация некоторых действующих. «РусГидро» продолжает модернизацию шести объектов дальневосточной электроэнергетики. Хабаровская ТЭЦ-4 на природном газе проектной мощностью 320,8 МВт должна заменить изношенную Хабаровскую ТЭЦ-1 (начало поставок мощности намечено на 2027 г.), газовая Артёмовская ТЭЦ-2 – Артёмовскую ТЭЦ (завершение строительство намечено на 2025 г.), вторая очередь Якутской ГРЭС-2 – отработавшую ресурс Якутскую ГРЭС (ввод второй очереди запланирован на 2025 г.). Планируется строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) и Партизанской ГРЭС (280 МВт)^[6]. В конце прошлого года была полностью переведена на природный газ Владивостокская ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт.

При этом для Хабаровской ТЭЦ-4 потребовалось решение вопроса о замене импортного оборудования. Газовые турбины для нее планируется изготовить на предприятии «Силовых машин» в Санкт-Петербурге. ДГК изначально намеревалась ввести станцию в конце 2025 г., затем сообщалось о переносе сроков на 2027 г.

Тем временем во Владивостоке (на острове Русский) «РусГидро» открыло осенью прошлого года научно-исследовательский центр (НИЦ). В НИЦ в партнерстве с московским МФТИ им. Баумана создана лаборатория интеграции возобновляемых источников энергии и систем накопления энергии – в ее рамках проводится работа по повышению эффективности автоматизированных гибридных энергокомплексов (АГЭК) для отдаленных и труднодоступных районов и сокращению сроков их ввода в эксплуатацию. Также в НИЦ предполагается разработать механизмы решения существующей в ДФО проблемы с технологическим присоединением крупных объектов жилищного строительства – с помощью оптимизации и обеспечения технологического присоединения потребителей без масштабного электросетевого строительства.

Следует отметить, что «РусГидро» вскоре может утратить контроль над электросетевыми активами Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК) в связи с разрабатываемым ФАС совместно с Минэкономразвития и Минэнерго планом разделения холдинга. Учитывая, что к лету 2025 г. Дальний Восток должен перейти на свободный рынок электроэнергии, «РусГидро» уже не сможет совмещать конкурентные (генерация и сбыт) и монопольные (сети) виды деятельности.

ДРСК перешла «РусГидро» в 2011 г. в составе «РАО ЭС Востока». Компании принадлежат распределительные электросети протяженностью 59 тыс. км в Амурской области, Приморском и Хабаровском краях, Еврейской АО, на юге Якутии. Выручка ДРСК по РСБУ в 2022 г. составила 36,8 млрд рублей, чистая прибыль – 258,73 млн рублей. Чистые активы на конец 2022 г. оцениваются в 25 млрд рублей. По предварительным данным, рыночная цена компании может составить 6,3 млрд рублей^[7]. «Россети» прежде проявляли интерес к электрическим сетям на Дальнем Востоке, с учетом того, что им принадлежат «Магистральные электрические сети Востока» – МЭС Востока^[8].

«МЭС Востока» (филиал ПАО «Россети») также в феврале завершили монтаж комплектного распределительного устройства (КРУЭ) 110 кВ на узловой подстанции 220 кВ «Уссурийск» в Приморье. Проведенные работы направлены на усиление схемы электроснабжения Уссурийского городского округа (население которого составляет более 200 тыс. человек) и объектов Дальневосточной железной дороги (ДВЖД). Подстанция задействована в выдаче мощности Приморской ГРЭС и электроснабжении ТОР «Михайловский». Общая стоимость проведенных работ оценивается в 2 млрд рублей. В 2022 г. на станции были запущены новые силовые трансформаторы, благодаря им мощность центра питания увеличилась до 501 МВА.

Тем временем дефицит инвестиционной программы «Россетей» на мероприятия по электрификации в рамках второго этапа развития Восточного полигона «РЖД» был оценен в 198,8 млрд рублей, а источники покрытия дефицита средств не уточнялись. В конце прошлого года в Минэнерго в числе возможных источников покрытия дефицита называли дополнительное финансирование из федерального бюджета, займы ФНБ, продажу принадлежащих «Россетям» 20% акций «Интер РАО» и отказ от выплаты дивидендов за 2022 г.

Второй этап предполагает введение в эксплуатацию семи электросетевых объектов. Из них ряд объектов планируется поставить под напряжение до конца текущего года – речь идет о двух линиях на 220 кВ «Зилово – Холбон – Могоча» (Забайкальский край) и «Комсомольская – Старт» (Хабаровский край), линии на 500 кВ «Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут» (Иркутская область).

Между тем в феврале Главгосэкспертиза одобрила проект реконструкции Приморской ГРЭС в Лучегорске (наиболее крупная тепловая электростанция Приморского края, «Сибирская генерирующая компания») стоимостью 28 млрд рублей. Мощность ГРЭС составляет 1,5 ГВт. В том числе станция работает на энергоснабжение Восточного полигона.

В свою очередь «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) рассчитывает построить парогазовую ТЭС мощностью 330 МВт в Якутии (Нерюнгринский район, вблизи поселка Чульман). К станции планируется протянуть газопровод (8 км) от магистрального газопровода «Сила Сибири». Годовое потребление газа на ТЭС оценивается в 0,5 млрд куб. м. Первая очередь ТЭС из двух газотурбинных установок (ГТУ) должна быть запущена осенью 2026 г., а к осени 2027 г. планируется надстроить паровую турбину. ГЭХ намерен приобрести китайские газовые турбины AGT-110^[9] у производителя – AECC Gas Turbine. Проект строительства ТЭС «Газпрома» в конце апреля был включен в федеральный проект «Гарантированное обеспечение доступной электроэнергией» Комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 г.

Ожидается, что запуск ТЭС в Чульмане позволит сократить энергодефицит в энергосистеме Востока^[10] и создаст дополнительные мощности для энергоснабжения БАМа и Транссиба. Кроме того, с помощью ТЭС планируется увеличить экспорт электроэнергии в КНР (дополнительно порядка 1,2 млрд кВт/ч^[11]).

Пока не определен объем капитальных расходов на строительство станции, но согласно предварительным расчетам, он может составить 23 млрд рублей. Опасения связаны с тем, что у турбины китайского производителя на сегодняшний день отсутствует значимая история коммерческой эксплуатации (первый образец тестировался на ТЭС компании CNOOC в Шэньчжэне в 2021-22 гг.). Также эксперты отрасли полагают, что разделение по времени запуска в эксплуатацию газотурбинной и паросиловой частей станции может продлить сроки ввода энергоблока в эксплуатацию и увеличить суммарные затраты.

Проблема энергодефицита также наблюдается на юге Иркутской области – в Иркутско-Черемховской промзоне. О дефиците энергомощностей в регионе, в частности, заявлял «Росатом», намеренный реализовать проект экотехнопарка «Восток» на площадке бывшего завода «Усольехимпром». Резкий рост энергопотребления в Иркутской области связан с распространением майнинга в домохозяйствах на фоне наиболее низкого в стране тарифа на электроэнергию для населения. В 2022 г. общее потребление электроэнергии населением региона превысило 10 млрд кВт/ч (в 2017 г. – только 6,6 млрд кВт/ч). В минувшем году из-за находящегося на предельном уровне энергопотребления исчерпала свою пропускную способность линия электропередачи 500 кВ «Братск – Иркутск».

В феврале текущего года, после того как растущий спрос на электроэнергию на данной территории отметил заместитель министра энергетики РФ П.Сниккарс, Минэнерго предложило провести конкурс на строительство новой электрогенерации в Сибири. До июля текущего года планируется уточнить необходимый объем мощностей и границы территории, на которой может быть построен новый объект генерации.

Что касается других крупных энергообъектов, направленных на энергоснабжение значимых промышленных проектов, то в марте правительство Чукотского АО и ООО «Баимская Энерджи» (дочерняя структура британско-казахстанской компании KAZ Minerals) заключили концессионное соглашение по вопросам энергообеспечения Баимского горно-обогатительного комбината (Билибинский район) на срок в 45 лет. В рамках концессии планируется реализация комплексного проекта по созданию энергетической инфраструктуры, необходимой для освоения месторождений Баимской рудной зоны.

Проект предполагает строительство двух одноцепных воздушных линий электропередачи 330 кВ «ПС Порт – ПП Билибино №1, №2», двух одноцепных воздушных ЛЭП 330 кВ «ПП Билибино – ПС Баимский ГОК №1, № 2» и переключательного пункта 330 кВ Билибино. Завершение работ намечено на 2027 г. При этом осенью прошлого года сообщалось о возможном переносе ввода ГОКа на более поздний срок, подразумевающем также перенос сроков ввода энергетической инфраструктуры. Напомним, что помимо ЛЭП соглашение по энергообеспечению предполагает установку плавучих атомных энергоблоков «Росатома» в Чаунской губе.

В конце марта «Россети» согласовали подключение к электроэнергии месторождения меди Малмыж в Хабаровском крае (ООО «Амур Минералс», «Русская медная компания»), для чего необходима реконструкция ЛЭП 500 кВ «Хабаровская – Комсомольская». Энергетики должны возвести открытое распределительное устройство, к которому подключат заходы от действующей ЛЭП с образованием двух новых транзитов ориентировочной протяженностью 265 км и 101 км. Общая стоимость работ оценивается в 5,1 млрд рублей. Работы должны быть завершены в 2024 г.

Атомную энергетику также предполагается развивать в другом северном регионе – Якутии. В апреле АО «Концерн Росэнергоатом» (ГК «Росатом») получило лицензию на строительство в Якутии АЭС малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200М в Якутии (Усть-Янский район). К настоящему времени компания провела предпроектные инженерные изыскания, приступила к созданию объектов внеплощадочной инфраструктуры и возведению временного городка для рабочих. Также в апреле АО «Русатом Оверсиз» и КРДВ подписали соглашение о сотрудничестве при строительстве АСММ.

Ввод АСММ намечен на 2028 г. Мощности станции в том числе планируется использовать для энергоснабжения золоторудного месторождения Кючус (ПАО «Селигдар» и ГК «Ростех» – СП «Белое золото»), близлежащих месторождений олова – Тирехтях (АО «Янолово», добыча ведется с 2021 г.) и Депутатское (в настоящее время не разрабатывается^[12]). Электрическая мощность станции должна составить не менее 55 МВт.

Следует тем не менее отметить, что компания «Русатом Оверсиз» в апреле подпала под санкции США, что может отразиться на поставках технологических решений для проектов, а соответственно на сроках их реализации. Крупным проектом «Русатом Оверсиз» также является создание на Сахалине комплекса по производству водорода, который планировалось построить в партнерстве с французской Air Liquide. В сентябре прошлого года в «Русатом Оверсиз» заявили, что реализуют сахалинский проект без участия Air Liquide, которая прияла решение об уходе с российского рынка^[13]. О новых партнерах и поставщиках по проекту в компании не сообщали.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

---

[1]  С 1 декабря 2021 г. были введены квоты на экспорт удобрений для недопущения их дефицита на внутреннем рынке, но они не превышают значений экспорта за последние годы. План закупок удобрений для внутреннего рынка формируется на каждый год, а с 2022 г. определяется конкретный объем поставок на месяц для каждой компании.

[2] «Об утверждении Правил предоставления субсидии из федерального бюджета ОАО «РЖД» на возмещение недополученных доходов, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку железнодорожным транспортом во внутрироссийском сообщении моторного топлива, предназначенного для реализации на территории РФ, в направлении Дальневосточного ФО».

[3] «Об утверждении Правил предоставления субсидий из федерального бюджета ОАО «РЖД», ФГУП «Крымская железная дорога» на возмещение потерь в доходах, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку сельскохозяйственной продукции, а также продукции для организации сельскохозяйственного производства».

[4] В соответствии со специальными поручениями президента РФ по объемам вывоза угля из угледобывающих регионов.

[5] Оптовая цена составляет 30-50% в структуре конечного тарифа коммерческих потребителей. Юрлицо также оплачивает услуги по передаче и сбытовую надбавку (они устанавливаются региональными регуляторами).

[6] К 2026 г.

[7] Исходя из стоимости аналогичных компаний – «Россети Центра» и «Россети Центра и Приволжья».

[8] Обслуживает территории Хабаровского и Приморского краев, Амурской области и Еврейской АО, юга Якутии.

[9] Выпускающаяся с 2018 г. китайская турбина AGT-110 схожа по своим характеристикам с российской турбиной ГТД-110М «Ростеха», в их основе лежит разработка ГТД-110, принадлежащая ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (Украина).

[10]  Согласно оценкам, энергодефицит в объединенной энергосистеме Востока (Амурская область, Хабаровский край, Еврейская АО, Приморский край и Якутия) в 2026 г. превысит 2,8 млрд кВт/ч.

[11] По итогам 2022 г. экспорт электроэнергии в КНР составил порядка 4 млрд кВт/ч.

[12] Лицензией владела компания АО «Горно-обогатительный комплекс «Депутатский», однако в июле 2021 г. Роснедра аннулировали ее досрочно, поскольку добыча фактически не велась с 2009 г.

[13] Весной 2021 г. «Русатом Оверсиз», Air Liquide и правительство Сахалинской области подписали меморандум о взаимопонимании для изучения возможности строительства на Сахалине комплекса по производству до 100 тыс. тонн водорода в год. В феврале 2022 г. стороны завершили технико-экономическое обоснование проекта.